Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО «АК «Транснефть» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией.

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены: преобразователи расхода жидкости турбинные, измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены: два поточных влагомера (рабочий и резервный), два преобразователя плотности жидкости измерительных (рабочий и резервный), два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных (рабочий и резервный), измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры, ручное и два автоматических (рабочее и резервное) устройства для отбора проб нефти из трубопровода, индикатор расхода.

Блок ТПУ состоит из стационарной ТПУ 1-го разряда и эталонной поверочной установки на базе эталонного мерника 1-го разряда, и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по ТПУ 1-го разряда. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.

Поверка стационарной ТПУ 1-го разряда производится по эталонной поверочной установке на базе мерника 1-го разряда.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: контроллеры измерительные с «горячим» резервированием, которые осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; пять автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением (АРМ оператора СИКН (основное и резервное), АРМ оператора приемо-сдаточного пункта, АРМ оператора местного диспетчерского пункта, АРМ

Лист 2

Листов 4 оператора химико-аналитической лаборатории), оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;

- измерение в автоматическом режиме температуры, давления, влагосодержания и плотности нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 1-го разряда;

- контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по контрольно-резервному;

- поверку стационарной поверочной установки по эталонной установке на базе эталонного мерника 1-го разряда;

- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

В контроллере измерительном Floboss S600 реализованы 10 уровней доступа: от 0 (высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять. Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня для пользователей. Алгоритмы вычислений контроллера измерительного аттестованы (свидетельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г., ФГУП «ВНИИР»).

В программном комплексе автоматизированного рабочего места оператора используется система разграничения доступа к различным функциям, настройкам, влияющим на целостность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа - просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858;

от 600 до 2100;

от 489 до 1858,5;

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

Диапазон измерений температуры, °С

от - 6 до +40;

от 0,22 до 4,0;

от 815 до 885;

±0,2;

±0,5;

Диапазон измерений давления, МПа

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто

нефти, %                                                                         ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто

нефти, %                                                                         ±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.10.2010 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

Основное поверочное оборудование:

- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 002-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР.1.29.2010.06949.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.